李沐峰 陳 昕 王 玨 韓覲伊 沈鐘浩 龍明洋 郭慧東

（國網(wǎng)鄭州供電公司，河南 鄭州 450000）

0 引言

隨著城市規(guī)模的不斷擴大，公眾對城市配電系統(tǒng)的建設要求也在不斷提高，現(xiàn)行的城區(qū)規(guī)劃要求輸電線路由架空線路改為電纜線路［1］。以往10 kV配電電網(wǎng)中多采用的是中性點非接地系統(tǒng)，采用經(jīng)消弧線圈接地的方式。當電纜線路過多時，容性電流增加，補償容量也在不斷增加，最終導致電網(wǎng)內(nèi)單相接地故障發(fā)展成母線短路事故［2］。我國相關電氣設備設計規(guī)范中規(guī)定，在35 kV、10 kV城市配電網(wǎng)絡中，當電纜線路較長或系統(tǒng)電容電流較大時，可采用低電阻的接地方式。因此，在城市配電網(wǎng)改造過程中，中性點接地方式中的有關問題已成為眾多學者的研究重點。

對部分城市而言，低電阻接地方式屬于新興技術。在完成接線改造后，其故障特點、繼電保護相關配置尚無典型經(jīng)驗可以借鑒，由此可能造成的保護失配和故障越級跳閘問題，使低電阻配置工作面臨著發(fā)展方向選擇的問題。

1 事故概述

2021年3月26日10時，某110 kV變電站第41饋線發(fā)生A相接地故障，保護啟動，2#接地變過流Ⅱ段保護動作出口跳閘，跳閘2#接地變，并聯(lián)跳2#主變低壓側(cè)分支1021、1022開關，造成10 kVⅡ母、Ⅲ母短暫失壓。隨后100裝置備用電源自動投入功能（簡稱“備自投”）動作，合閘100開關，但由于41饋線故障仍然存在，導致1#接地變過流Ⅱ段保護動作出口跳閘，跳閘1#接地變，并聯(lián)跳1#主變低壓側(cè)分支1011、1012開關，從而引起全站10 kV母線失壓。該變電站一次系統(tǒng)接線（見圖1），兩臺接地變高壓側(cè)中性點各經(jīng)10Ω小電阻接地。

圖1 變電站一次接線圖

2 現(xiàn)場情況檢查

2.1 現(xiàn)場查看故障錄波情況

10 kVⅢ母系統(tǒng)A相電壓降低、電流增大，線路出現(xiàn)零序電流，根據(jù)41饋線零序電壓與零序電流相位關系可判斷出故障位置位于線路正方向（見圖2）。

圖2 41饋線保護錄波圖

2.2 查看保護動作信息，1#主變及2#主變保護均未啟動

41饋線保護曾在10：03：53.1和10：04：01.7兩次出現(xiàn)啟動信息，但均未出現(xiàn)跳閘。2#接地變則在10：03：53.6過流Ⅱ段跳閘，并聯(lián)跳1021、1022開關，Ⅲ母、Ⅳ母短時失壓。10：04：01.7時100母聯(lián)備自投裝置正確動作合閘，1#接地變在10：04：02.2時過流Ⅱ段跳閘，并聯(lián)跳1011、1012開關，全站10 kV母線失壓。各保護動作及跳閘時序見圖3。

2.3 各裝置保護定值檢查

查看100分段保護及備自投功能的定值，充電保護相過流定值為5 A、0 s；保護功能未投入充電零序過流保護，CT變比為3 000∕5；查看41饋線保護定值，相過流Ⅰ段保護定值為33 A、0.7s；相過流Ⅱ段保護定值為7.5 A、1.5 s；零序過流保護定值為0.75 A、1 s，CT變比為600∕5；查看1#及2#接地變保護定值，相過流I段保護定值為25 A、0.2 s，相過流Ⅱ段保護定值為0.8 A、0.5 s，零序過流保護定值為3 A、1.8 s，CT變比為200∕5。接地變跳閘會聯(lián)跳所在母線的主變低壓側(cè)兩分支開關，零序過流保護會閉鎖備自投功能。

全站零序電流選用自產(chǎn)零序電流，即三相電流之和相加，未采用專用零序CT輸出電流［3］。

3 事故原因分析

3.1 故障原理分析

由檢查結(jié)果可知，該次事故是由41饋線A相發(fā)生單相接地故障引發(fā)的，本研究采用10 kV系統(tǒng)來繪制故障分量電流流向圖，從而分析該故障［4］。

根據(jù)電力系統(tǒng)繼電保護原理［3］得出以下結(jié)論：①單相接地故障可使用對稱分量進行分析，其中故障分量網(wǎng)絡可視為在故障點由故障相的正序、負序、零序網(wǎng)絡串聯(lián)而成的復合序網(wǎng)圖；②Ynd接線變壓器星形側(cè)零序電流通過中性點入地，從而形成通路，△形側(cè)零序電流不能通過，繞組外零序回路可視為開路。

根據(jù)上述理論［5］，41饋線A相發(fā)生單相接地故障時，正負零序網(wǎng)絡及電流流向示意圖見圖3。

圖3 保護動作及跳閘時序

3.1.1 2#接地變跳閘之前，故障網(wǎng)絡見圖4。Es為系統(tǒng)A相的電壓；Z s2+、Z s2-、Z s20分別為2#主變高壓側(cè)系統(tǒng)等效的正序、負序、零序阻抗；Z T2+、Z T2-、Z T20分別為2#主變等效的正序、負序、零序阻抗；Z Lxx+、Z Lx x-、Z Lxx0分別為各饋線等效的正序、負序、零序阻抗；Z t2+、Z t2-、Z t20分別為2#接地變等效的正序、負序、零序阻抗；R2為2#接地變中性點小電阻阻值。由圖4可知由2#主變提供，由于主變低壓側(cè)是△接線，零序電流不能通過，經(jīng)2#接地變的中性點小電阻流通形成零序回路，由于各饋線及接地變所帶負荷的等效阻抗遠大于系統(tǒng)元件阻抗，故將負荷阻抗等效為無窮大阻抗。

圖4 2#接地變跳閘前故障序網(wǎng)圖

故障點A相三序電流的計算公式見式（1）。

流過41饋線故障點A相故障電流的計算公式見式（2）。

3.1.2 2#接地變跳閘后聯(lián)跳1021、1022開關后會造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暫失壓。隨后100母聯(lián)備自投裝置動作，合閘100開關，重新形成故障網(wǎng)絡，如圖5所示。

圖5 1#接地變跳閘前故障序網(wǎng)圖

可計算故障點A相三序電流的計算公式見式（3）。

流過41饋線故障點A相故障電流的計算公式見式（4）。

3.2 故障數(shù)據(jù)分析

由圖1可知，41饋線的二次A相電流與二次零序電流約是2.7 A，根據(jù)600∕5變比折算至一次值可知，I ka=I a++I a-+I a0=3I0≈324 A，不滿足相過流的保護定值，滿足零序過流I段定值0.7 A，該保護將延時1 s跳閘。根據(jù)公式可計算出系統(tǒng)三序電流是I a+=I a-=I a0≈108 A，其中零序電流流經(jīng)2#接地變，即2#接地變?nèi)嚯娏骶鶠?08 A，由200∕5變比可知其保護裝置測量的二次相電流是2.7 A，滿足相過流Ⅱ段定值0.9 A，該保護會在0.5 s后跳閘2#接地變，并聯(lián)跳2#主變低壓側(cè)開關。

2#接地變跳閘后聯(lián)跳1021、1022開關后造成10 kVⅢ母、Ⅳ母短暫失壓。隨后100母聯(lián)備自投裝置動作，合閘100開關。兩臺接地變參數(shù)一致，110 kV系統(tǒng)及1#主變參數(shù)與2#主變一致，當重新形成故障網(wǎng)絡后，41饋線單相接地故障仍存在，故有I a+=I a-=I a0≈108 A。

流過41饋線與100開關的A相故障電流與零序電流相等，I ka=I a++I a-+I a0=3I0=324 A，根據(jù)前文分析可知，41饋線保護在1 s時間內(nèi)不會跳閘。

100分段開關CT變比為3 000∕5，可知二次A相電流與二次零序電流均為0.108 A，100開關不會有任何保護功能跳閘。

零序電流流經(jīng)1#接地變，即1#接地變?nèi)嚯娏骶鶠?08 A，由于1#接地變CT變比為200∕5，其保護裝置測量的二次相電流為2.7 A，滿足相過流Ⅱ段定值0.9 A，該保護會在0.5 s后跳閘1#接地變并聯(lián)跳1#主變低壓側(cè)開關，隨即全站10 kV失壓。

3.3 保護整定分析

根據(jù)小電阻接地變的配置要求，在一個10 kV系統(tǒng)中，有且只能有一個中性接地點，故要求接地變在跳閘時必須聯(lián)跳其所在母線的主變進線開關。

3.3.1 饋線零序保護整定。經(jīng)電阻接地系統(tǒng)的饋線零序Ⅰ段保護整定原則為：對本線路末端單相接地故障要有足夠靈敏度。根據(jù)經(jīng)驗取零序電流整定值為90 A（一次值）可保證靈敏度，整定二次值為0.75 A，為配合下級配電網(wǎng)絡零序保護時間，該保護跳閘時間整定為1 s。

3.3.2 接地變電流保護整定。根據(jù)相關整定規(guī)程，接地變配置兩段相過流保護，其中Ⅰ段作為接地變本體主保護，Ⅱ段作為其站用變功能的高壓側(cè)后備保護，配置一段零序過流保護作為其所在母線所帶各分支接地故障的后備保護。

①接地變相過流保護I段定值整定原則。按躲過站用變低壓側(cè)母線最大短路電流整定，見式（5）。

式中：K rel為靈敏系數(shù)，取1.3；n CT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；U N為低壓側(cè)母線額定電壓，取10.5 kV；Z∑為歸算至10 kV側(cè)的系統(tǒng)總阻抗，取8.14Ω。可計算出Iφ·t·Is e t≥24.2 A，故接地變相過流保護Ⅰ段定值設置為25 A，延時0.2 s跳開接地變并聯(lián)跳主變低壓側(cè)開關，延時按照躲過接地變勵磁涌流配置。

②接地變相過流保護Ⅱ段定值整定原則。按躲過站用變最大負荷電流整定，見式（6）。

式中：K rel為靈敏系數(shù)，取1.3；nCT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；StN為主變額定容量，取400 kVA；U N為低壓側(cè)母線額定電壓，取10.5 kV。計算出Iφ·t·Ⅱset≥0.71 A，故接地變相過流保護Ⅱ段定值設為0.8 A，延時0.5 s跳開接地變并聯(lián)跳主變低壓側(cè)開關，時限與全站380 V及以下交流空開配合。

③接地變零序I段定值整定原則。按單相接地故障有靈敏度進行整定，與所在母線各饋線零序過流保護配合，動作時間應大于各饋線零序過流保護最長動作時間，按照(3I0)t·Is et≥K rel×(3I0)L·set×n CT·L∕n C T·t的原則。(3I0)L·set是饋線零序過流保護整定的二次值，取0.75 A；n CT·L為接地變開關電流互感器變比，取600∕5；n CT·t為接地變開關電流互感器變比，取200∕5；計算出(3I0)t·Iset≥2.9 A，故接地變零序Ⅰ段定值設置為3 A，延時1.8 s跳開接地變并聯(lián)跳主變低壓側(cè)開關，閉鎖備自投，時限與各饋線零序過流保護相配合。

3.3.3 母聯(lián)分段保護整定。母聯(lián)分段保護未配置普通的過流保護，只配置了充電相過流保護功能，用于100分段開關充電失壓母線時，躲過該段母線最大負荷電流。計算公式見式（7）。

式中：K rel為靈敏系數(shù)，取1.3；n C T·100為100母聯(lián)開關電流互感器變比，取3 000∕5；S T N為主變額定容量，取40 MVA；U N為低壓側(cè)母線額定電壓，取10.5 kV。可計算出I100·set≥4.7 A，故充電相過流保護定值設置為5 A，無時限跳開100母聯(lián)開關。

3.4 故障電流分布分析

由圖4和圖5可知，當某饋線發(fā)生單相接地故障時，其故障電流I k與系統(tǒng)總零序電流3I0相等，由于主變低壓側(cè)是△接線，零序電流不能通過，故所有零序電流均流過接地變中性點，該零序電流平均分布于接地變?nèi)嘁€上，故存在電流對應關系I t a=，又因為3n C T·t=nCT·L，故存在保護裝置采集的二次電流有I'tφ=3I'L0，即故障饋線的二次零序電流等于接地變的二次相電流。當接地變相過流保護定值與饋線零序過流保護定值相近時，由于接地變相過流Ⅱ段保護時間整定為0.5 s，短于饋線零序過流保護時間為1 s，將出現(xiàn)接地變保護先于饋線保護動作情況，且由于接地變相過流保護跳開主變進行開關后未閉鎖備自投，母聯(lián)開關再次合閘后，各元件故障電流依然存在此關系，仍是接地變相過流Ⅱ段保護先動作，最終導致全站10 kV失壓。

4 處理措施及建議

①根據(jù)分析可知，接地變相過流保護定值與時限整定未與饋線零序過流時限配合是導致此次越級跳閘的直接原因，根據(jù)接地變及下級站用交流負荷配置更改定值配置，將接地變相過流保護Ⅱ段時間改為1.8 s，與饋線零序保護動作時限相配合，保證在同母線的線路單相接地后，饋線零序電流保護動作可以快過接地變相過流保護動作。

②對100保護裝置增加充電零序過流保護功能，保證在母線或饋線分路存在單相接地故障情況下，當100合閘時，母聯(lián)開關流過零序電流可以使充電零序過流保護動作，無延時動作跳閘，保證另一條母線不會失壓。